Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

 Закачано будет 5947 тыс.м3воды. Накопленные  отборы  при этом составят 7728 тыс. т нефти (37.5% от НБЗ), 23503 тыс. т жидкости, 708 млн. м3 попутного газа. Закачано будет 21365 тыс. м3 воды. К концу разработки будет достигнут следующий коэффициент извлечения нефти 0.375.

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 - Технологические показатели разработки месторождения Мухто

 

Мухто	Ед.изм.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Начальные запасы:                          балансовые	т.т.	20633	20633	20633	20633	20633
извлекаемые	т.т.	6378	6378	6378	6378	6378
Остат.извл.запасы	т.т.	518	463	412	364	318
Текущий КНИ	доли ед	0,284	0,287	0,289	0,291	0,294
Накопленная добыча:                         нефти	т.т.	5860	5914,678	5966	6014	6060
воды	т.т	5289	5467,324	5628	5783	5927
жидкости	т.т	11149	11382,002	11594	11797	11987
Использование изв. запасов	%	91,9	92,7	93,5	94,3	95,0
Темп отбора от НИЗ	%	0,90	0,86	0,80	0,76	0,71
Темп отбора от ТИЗ	%	11,11	11,83	12,38	13,38	14,28
Добыча за год:                  нефти (собствен.)	т.т.	57,5	54,8	51,0	48,7	45,4
Темп годового падения	%	0,52	-4,72	-6,93	-4,62	-6,62
конденсата
нефть +конденсат
воды	т.т	172,5	178,2	160,9	154,4	144,9
жидкости	т.т	230,0	233,0	211,9	203,0	190,3
утилизация попутного газа	млн.м3	2,4	2,3	2,2	2,1	2,5
Среднесут.добыча нефти	т/сут	157,7	150,2	139,4	133,3	124,5
Эксплуатационный фонд	скв.	67	64	66	63	61
Действующий фонд	скв.	65	62	64	62	60
в т.ч.фонт.	скв.
Средний дебит 1 скв.,  нефти	т/сут	2,47	2,47	2,23	2,19	2,12
Средний дебит1скв, жидкости	т/сут	9,9	10,5	9,3	9,2	8,9
Обводненность,  текущая	%	74,98	76,47	75,92	76,03	76,12
Закачка воды за год	т.т.	188,7	192,5	194,4	180,0	170,0
ВНФ		3,3	3,5	3,8	3,7	3,7
Закачка воды накопленная	т.т.	15419,4	15612,0	15806,4	15986,4	16156,4
Закачка пара за год	т.т.
Закачка пара накопленная	т.т.
Дейсв.фонд нагнет.скв.	скв.	4	4	4	3	3
Эффект за год	т.т	8,252	8,008	7,5	7,3	7,4
Эффект накопленный	т.т	1796,2	1789,9	1797,4	1804,7	1812,1
Газовый фактор	м3/т	41,0	42,0	43,4	43,0	54,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2. Причины снижения  производительности скважин на  месторождении.

 

Определение причин обводнения продукции скважин на месторождении Мухто проводилось по результатам ГИС (технических) и гидродинамического моделирования (подъем ВНК и подъем конуса подошвенной воды). Основными причинами обводнения продукции скважин являются:

- технические причины (заколонная циркуляция воды, негерметичность эксплуатационных колонн и т.д.);

- загрязнение поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.

- подъем ВНК или, другими словами, выработка запасов.

Последствия первой и последней причин имеют необратимый характер. Основные осложнения при разработке месторождения Мухто - это наличие межпластовых перетоков в выше или ниже залегающие пласты и между блоками. Вследствие разных темпов отборов по пластам и распределений давлений между ними, а также, вероятно, негерметичности эксплуатационных колонн, происходили сложные процессы – нефть и газ перетекали из пласта в пласт. Причем направление межпластовых перетоков в процессе разработки менялось, поскольку изменялась разница в пластовых давлениях в залежах.

На протяжении всего времени разработки месторождения Мухто с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения проявляются факторы, уменьшающие продуктивность скважин, т.е. дебиты многих скважин, как правило, не соответствуют их потенциальным возможностям. Можно выделить ряд факторов, основными из которых являются:

- снижение эксплуатационных возможностей  скважины в результате изменения  динамики разработки месторождения;

- ухудшение гидродинамической связи ствола скважины с продуктивным пластом.

К первой группе можно отнести динамику падения пластового давления (перепада давлений забойного и пластового), изменение приведенного радиуса скважины и радиуса контура ее питания. На практике основным способом снижения эксплуатационных затрат многими нефтегазовыми компаниями является выведение в бездействие скважин, дебит которых не предусмотрен проектом и научно не обоснованное, означает уменьшение плотности сетки скважин, что снижает конечный коэффициент нефтегазоотдачи пластов. Все это приводит к снижению текущей добычи углеводородов и в целом, эффективности разработки месторождений. Трудно извлекаемые запасы нефти и газа требуют усиление контроля и регулирования работы добывающих скважин, без применения которых неизбежно катастрофическое падение добычи углеводородов.

Важным условием полноты извлечения запасов нефти и газа является использование рациональных методов разработки залежей, определение

наиболее эффективных объектов для применения технологий интенсификации добычи. Сокращение бездействующего фонда скважин в результате проведения планомерного их ремонта с применением передовых

 

 

 

 

технологий позволяет интенсифицировать процесс разработки, вовлечь в нее

запасы, находящиеся в застойных зонах, повысить коэффициент нефтегазоизвлечения.

Ко второй группе можно отнести высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта (ПЗП), которое в общем случае обусловлено фильтрационно-емкостными характеристиками, способом вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта в ПЗП, а также гидродинамическим несовершенством скважин.

 

 

 

2.3 Методы восстановления  фильтрационных характеристик призабойной зоны

 

Дополнительный приток нефти в скважины, а, следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

- химических (кислотные обработки);

- механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);

-тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10  15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25  28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов – температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины

кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для

 

 

 

реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 0С  и 2-3 ч при забойных температурах 100-150 0С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости – песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин – применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4. Кислотные обработки  скважин.

 

 

Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой(фтористоводородной) кислоты HF с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной

Технология кислотной обработки включает в себя приготовление рабочих и буферных растворов и закачку их в скважину в определенной последовательности. 

Технология кислотной обработки, с использованием вышеуказанных реагентов, включает в себя приготовление рабочих и буферных растворов и закачку их в скважину в определенной последовательности. 

Технология кислотных обработок, проводимых с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин, не отличается от технологии, применяемой при освоении. Приведенные материалы показывают что при правильном выборе технологии солянокислот-ные обработки являются эффективным методом освоения и восстановления приемистости нагнетательных скважин. 

Технология кислотных обработок призабойных зон скважин с использованием ингибитора СНПХ-6012 выполняется существующим и широко применяемым в нефтепромысловой практике оборудованием, включает в себя известные отработанные технологические операции и соответствует существующим требованиям техники безопасности в нефтедобывающей промышленности. 

Технологию кислотной обработки каждой скважины следует выбирать с учетом пластовых условий. 

Разработана технология кислотных обработок, основанная на закачке в скважину оторочек композиций химреагентов и газа последовательно. Разработка технологии кислотной обработки нагнетательных скважин с использованием временно закупоривающих материалов. 

Промысловые испытания технологии кислотных обработок призабойных зон скважин для высокотемпературных пластов с использованием ингибитора кислотной коррозии СНПХ-6012 проведены на 23 - х скважинах Муравленковского, Суторминско-го, Крайнего, Каримовского и Холмогорского месторождений. 

В зависимости от назначения технология кислотных обработок может быть различной. Если необходимо очистить поверхность открытого (не закрепленного обсадными трубами) забоя от глинистой корки, цемента и буровой грязи, применяют кислотную ванну. Для этого ствол скважины в зоне пласта от подошвы до кровли заполняется кислотой повышенной концентрации (15 - 20 %), которую закачивают по НКТ. Кислоту выдерживают (обычно сутки) для осуществления реакции, а затем скважину пускают в работу. В большинстве же случаев кислотный раствор задавливается в пласт насосами. Для борьбы с проникновением кислоты в пласт по хорошо проницаемым пропласткам используют различные приемы.